Способ разработки неоднородного нефтяного пласта

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей пром-сти. Цель изобретения - повышение нефтеотдачи за счет увеличения глубины проникновения в пласт изоляционного материала и объема образуемой в пласте полимерно-дисперсной системы. В обводненный нефтяной пласт закачивают последовательно чередующиеся водный раствор частично гидролизованного полиакриламида глинистой суспензией. Перед закачкой последней в нее вводят неионогенное поверхностно-активное вещество неонол АФ₉-12 1 - 5%-ной концентрации. Введение последнего в суспензию способствует повышению степени набухания глинопорошка, улучшению ее реологических и механических характеристик. Это позволяет увеличить глубину проникновения в пласт изоляционного материала и получить больший объем коагулированного осадка. При использовании данного способа повышается эффективность изоляции. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта заводнением. Целью изобретения является повышение нефтеотдачи за счет увеличения глубины проникновения в пласт изоляционного материала и объема образуемой в пласте полимерно-дисперсной системы. Введение в глинистую суспензию НПАВ способствует повышению степени набухания глинопорошка, улучшению ее реологических и механических характеристик. Это дает возможность увеличить глубину проникновения в пласт изоляционного материала и получить больший объем коагулированного осадка, что позволяет повысить эффективность изоляции промытых зон. Кроме того, эффект ограничения водопритока усиливается вследствие создания в пласте перед изоляционным материалом барьера из слоя пены, образованного в процессе смешения НПАВ с глинопорошком. В конечном итоге за счет снижения водопроницаемости промытых зон повышается охват пласта и увеличивается ее нефтеотдача. Для получения дисперсной системы использовались: глинопорошок НПАВ марки неонол АФ₉-12, вода техническая. Степень набухания глинопорошка определяли по объему осадка, седиментированного в воде и водных растворах НПАВ. Глубину проникновения изоляционного материала оценивали косвенно по величине коэффициента пластичности, а объем образуемой в пласте полимерно-дисперсной системы по выходу глинистой суспензии (табл. 1 графы 5, 6). Полученные результаты приведены в табл. 1, из которой видно, что при увеличении концентрации НПАВ в глинистой суспензии наблюдается повышение степени набухания глинопорошка и структурно-механических характеристик дисперсной системы. Причем, если при малых концентрациях НПАВ(0,05 1%) наблюдается незначительное возрастание степени набухания и структурно-механических свойств глинистых суспензий, то при концентрациях 1 5% происходит резкое увеличение всех указанных параметров. Так, например, при концентрации 0.75% повышается степень набухания всего лишь на 23% прочность на сжатие 10,4% выход раствора 45% а коэффициент пластичности 57% При концентрациях НПАВ 1 5% по сравнению с известным способом эти показатели резко увеличиваются: степень набухания на 49-70% выход раствора 2-2,3 раза, коэффициент пластичности 2,2- 2,7 раза, прочность на сжатие 26 З4% При концентрации НПАВ свыше 1% при смещении ее с глинопорошком наблюдается интенсивное пенообразование, тогда как при более низких концентрациях это явление слабо выражено, а в случае отсутствия АФ₉-12 пенообразование вообще не происходит. Повышение концентрации НПАВ свыше 5% экономичности нецелесообразно, так как приводит только к незначительному увеличению степени набухания глинопорошка и структурно-механических свойств глинистой суспензии при существенных расходах химреагента. Таким образом, с точки зрения увеличения глубины проникновения в пласт изоляционного материала и объема, образуемого в пласте дисперсной системы, наиболее оптимальной концентрацией НПАВ в глинистой суспензии является 1-5% Для проверки эффективности способа выбран опытный участок на месторождении со следующими параметрами эксплуатационного объекта (горизонт АВ_2-3): Нефтенасыщенная толщина, м: высокопроницаемого пласта 10,6 низкопроницаемого пласта 2,6 Коэффициент нефтенасыщенности 0,636 Проницаемость, мкм²: высокопроницаемого пласта 0,3 низкопроницаемого пласта 0,05 Балансовые запасы нефти, тыс.т 4902 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с 1,51 Вязкость воды в пластовых условиях, мПа с 0,51 Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м 750 Полученные результаты приведены в табл. 2. Табличные данные свидетельствуют о том, что при концентрация НПАВ в глинистой суспензии 0,75% (т.е. менее 1%) наблюдается сравнительно небольшое по сравнению с прототипом снижение проницаемости высокопроницаемой зоны пласта, следовательно, и увеличение дополнительной добычи нефти. При концентрациях НПАВ в глинистой суспензии 1 5% происходит резкое увеличение дополнительно добытой нефти (23048-2794З т против 5880 т) из-за сильного снижения проницаемости высокопроницаемой зоны. Дальнейшее повышение концентрации НПАВ (свыше 5%) в глинистой суспензии не способствует снижению проницаемости и мало увеличивает добычу нефти. Поэтому использование НПАВ свыше 5% экономически неоправдано и приводит только к ненужному расходу химреагента. Таким образом, с точки зрения повышения нефтеотдачи пласта оптимальной концентрацией НПАВ в глинистой суспензии является 1-5% П р и м е р 1. Предварительно готовят в отдельных агрегатах компоненты полимерно-дисперсной системы. Водный раствор полиакриламида приготавливают в цементировочном агрегате, а дисперсную систему в цементосмесителе. Для получения дисперсной системы вначале приготавливают в цементосмесителе 0,75% -ный водный раствор АФ₉ -12. Затем в полученный водный раствор АФ₉ -12 при непрерывном перемешивании добавляют необходимое количество глинопорошка и продолжают перемешивать до получения однородной суспензии. Компоненты полимерно-дисперсной системы закачиваются в обводненный пласт при помощи агрегатов циклично в следующей последовательности: 0,05%-ный водный раствор полиакриламида (300 м³) -глинистая суспензия (300 м³), содержащая 0,752 АФ₉-12 Указанный цикл повторяют 9 раз пока в скважину не закачают 5400 м³ полимерно-дисперсной системы. Проницаемость обводненного участка пласта снижается с 0,3 до 0,069мкм (табл. 2, пример 2). После этого приступают к закачке в скважину воды для вытеснения нефти. Дополнительная добыча нефти составляет 1068 т табл. (табл. 2, пример 2). П р и м е р 2. Способ приготовления компонентов полимерно-дисперсной системы и их закачка в обводненный пласт почти аналогично примеру 1, только в глинистой суспензии содержание НПАВ составляет 1% После закачки компонентов полимерно-дисперсной системы проницаемость снижается с 0,3 до 0,05 мкм², а дополнительная добыча нефти составляет 23048 т (табл. 2, пример). П р и м е р 3. Способ приготовления компонентов полимерно-дисперсной системы и их закачка в обводненный пласт почти аналогично примеру 1, только в глинистой суспензии содержание НПАВ составляет 3% После закачки компонентов полимерно-дисперсной системы проницаемость снижается с 0,3 до 0,047 мкм², а дополнительная добыча нефти составляет 24761 т (табл. 2, пример 4). П р и м е р 4. Способ приготовления компонентов полимерно-дисперсной системы и их закачка в обводненный пласт почти аналогично примеру 1, только в глинистой суспензии содержание НПАВ составляет 5% После закачки компонентов полимерно-дисперсной системы проницаемость снижается с 0,3 до 0,042 мкм², а дополнительная добыча нефти составляет 27943 т ( табл. 2, пример 5). П р и м е р 5. Способ приготовления компонентов полимерно-дисперсной системы и их закачка в обводненный пласт почти аналогично примеру 1, только в глинистой суспензии содержание НПАВ составляет 7.5% После закачки компонентов полимерно-дисперсной системы проницаемость снижается с 0,3 до 0,041 мкм², а дополнительная добыча нефти составляет 28968 т (табл. 2, пример 6). Для сравнения приготовлены и закачены компоненты полимерно-дисперсной системы в обводненный пласт без НПАВ. Проницаемость высокопроницаемого участка пласта снизилось с 0,3 до О.1 мкм², а дополнительная добыча нефти составила 5880 т (табл. 2, пример 1). Данный способ по сравнению с известным способом имеет ряд преимуществ: в 2-2,3 раза повышается выход глинистой суспензии, а следовательно и объем образуемой в пласте полимернодисперсной системы; увеличивается глубина проникновения в пласт изоляционного материала за счет улучшения реологических характеристик глинистой суспензии, а именно коэффициент пластичности возрастает в 2,2-2,7 раза; повышается эффективность изоляции в результате создания барьера из слоя пены, образуемого в процессе перемешивания и закачки глинистой суспензии, содержащей НПАВ; механическая прочность глинистой суспензии возрастает с 19,3 до 24,4 25,9 н/м², т.е. повышается устойчивость изоляционного материала к размыву.

Формула изобретения

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательно чередующуюся закачку в обводненный нефтяной пласт водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи за счет увеличения глубины проникновения в пласт изоляционного материала и объема образуемой в пласте полимерно-дисперсной системы, перед закачкой глинистой суспензии в нее вводят неиогенное поверхностно-активное вещество неонол АФ₉-12 1-5%-ной концентрации.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

MM4A - Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 11.12.2003

Извещение опубликовано: 10.07.2008        БИ: 19/2008